油田储层结垢和防垢技术论文？油田注采输系统防腐防垢技术综述

1 注采系统腐蚀、结垢原因分析

各采油区地层水及注入水水质构成复杂，不同水型的水质共存，但是在水质组成上均具有“三高一低”的特点，即：碱度高、氯根高、矿化度高、溶解氧低；采出水钙镁离子含量波动较大，碳酸氢钠型水质与氯化钙型水质共存；注水系统硫酸盐还原菌超标严重，腐蚀、结垢因素共存。

1.1 注水系统腐蚀、结垢原因分析

1.1.1 腐蚀原因分析

各采油厂注水系统均以污水回注或清污水混合回注为主，回注水主要腐蚀因素有盐类腐蚀、硫化物腐蚀和细菌腐蚀。

1 盐类腐蚀。

特征腐蚀为氯化物的应力腐蚀和高矿化度引起的浓差腐蚀。

高的矿化度使系统的浓差腐蚀加剧，高浓度大于1000 mg/ L 的氯离子产生应力腐蚀，并破坏金属表面的氧化膜，使缝隙腐蚀加剧，也是发生点蚀的主要原因。

2 硫化物腐蚀。

腐蚀特征为点蚀。

水质中普遍存在硫化物，硫化物的存在使点蚀加剧。

3 细菌腐蚀。

细菌腐蚀以硫酸盐还原菌腐蚀为主，铁细菌和腐生菌腐蚀为辅。

腐蚀特点为坑蚀和点蚀。

由于污水及注水系统存在硫酸盐还原菌生长的适宜条件，硫酸盐还原菌大量滋生。

注水系统细菌腐蚀严重。

1.1.2 结垢原因分析

研究认为，菜叶说说，注水系统结垢因素主要有3个：

1 水中杂质及腐蚀产物沉积造成结垢。

主要集中在回注水输水管网、注水井等温度较低部位。

注水井从上至下结垢趋势递增，腐蚀产物的结垢因素递减。

2 碳酸盐析出造成结垢。

在注水系统温度范围内20～70℃之间，各类水质稳定指数均随着温度的升高而降低，水质结垢趋势增强。

3 注入水和地层水不配伍产生结垢。

1.2 采油系统腐蚀、结垢原因分析

1.2.1 腐蚀原因分析

采油系统腐蚀因素主要有三个，即氯化物腐蚀、盐类腐蚀和酸性介质腐蚀。

酸性介质腐蚀以硫化氢和二氧化碳腐蚀为主。

主要危害井下管柱、泵体及集输管网。

1.2.2 结垢原因分析

1 地层水在采出过程中，随着压力的降低二氧化碳溶解度下降，水体溶垢性能降低，形成碳酸盐析出而结垢。

2 原油在产出过程中脱气，使原油中的蜡质、胶质、沥青质析出，致使近井地带结垢堵塞现象加剧。

3 开发作业过程中入井液与地层不配伍造成结垢堵塞。

4 各油井采出液不配伍在集输系统中混合产生结垢，导致集输管网堵塞，油井回压升高，从而影响产量。

5 不同层位的水质不配伍，在油井中混合造成结垢。

2 油田腐蚀特点

1油井井筒腐蚀特点：腐蚀速度随井深增加而升高，油管内腐蚀速度约为油套环形空间腐蚀速度的5倍～l0倍。

2地面油气集输腐蚀特点：由于有原油存在，腐蚀速度相对较低，但存在一些特性：①弯头处的冲刷腐蚀极为严重；②小管径大流量的冲刷腐蚀；③ 由于产液量不能满足当初的产能设计，形成大管径小流量的油、气、水分层流动造成管线底部水相的腐蚀。

3产出水腐蚀特点：产出水腐蚀极为严重。

产出水是油田生产系统腐蚀的截体，是解决腐蚀问题的主要矛盾。

以“注入水水质达标为中心的系统防腐综合治理”将是油田防腐工作的重点目标。

4滤后水腐蚀特点有时出现处理后水比处理前水腐蚀性高的异常现象。

腐蚀速度随处理工艺及水平而波动。

5注水系统腐蚀特点：站外注入系统包括注水井井筒腐蚀性随着污水处理站处理污水后稳定性变化而变化。

控制注水系统腐蚀关键在于污水处理站污水处理技术。

3 防腐措施

防腐措施一

1油井投加缓蚀剂保护技术：含水大于60％的油井实施投加油井缓蚀剂技术，从而减缓和保护管、杆、泵的腐蚀，延长油井的使用寿命。

2集输干线端点加药保护技术：针对油、气集输过程中的腐蚀特点，对于集输干线采用端点站投加具有杀菌、缓蚀性能的防腐药剂，有效地保护集输干线的腐蚀。

3含油污水处理技术：通过实施天然气密闭隔氧、杀菌、缓蚀沉降技术，水质改技术调整pH值，顶氧化水处理技术等，使腐蚀速度下降，腐蚀得到有效控制，为控制注入系统腐蚀奠定了良好基础。

4注水井投加环空保护液技术：在注入水水质稳定性相对较差的情况下，由于注水井环空水长期处于静止状态，有利于SRB的生长，加剧对油、套管的腐蚀。

通过投加具有杀菌、缓蚀、阻垢性能环空保护液，可以有效地控制腐蚀，延长油和套管的使用寿命．

防腐措施二

注采系统腐蚀、结垢治理方案的制定

注采系统腐蚀、结垢是由不同因素共同作用的结果。

通过对比实验选择化学处理方法，开发并生产适合于不同区块的化学药剂，制定回注水水质化学处理方大案纪实：开发采油系统腐蚀、结垢防治工艺。

3.1 注水系统化学处理工艺流程

根据药剂的作用机理，遵循药剂用量低、处理效果好的原则，尽量利用现有加药设备，设计回注水水质化学处理加药流程，对回注水质化学处理具有较普遍的适用性：

1 加药点设在注水罐后至注水泵前的总管线上。

2 2种药的加药点后分设1台管道静态混合器。

3.2 采油系统腐蚀、结垢防治工艺流程

首次投用的油井分两个程序进行处理，一是首次处理彻底除垢；二是维持期每周定量、定期加入药剂。

1 首次处理。

打开油井套管阀门放套管气，利用漏斗依次从套管注入有机解堵剂0.18 t、复合解堵剂0.25～0.4t ，然后可利用掺输水、油井采出液或罐车等替入2～3 m3水，也可用泵车将药剂替入井底。

停井反应4h后，即可开井。

2 维持期操作。

根据油井产液量每周从套管加药1次，用量为复合解堵剂25kg。

然后可利用掺输水、油井采出液等替入1～2 m3水。

整个过程不需停井。

上述工艺操作简单、成本低、效果好，克服了通常采用的常规酸化或集输管网酸洗工艺存在的成本高、有效期短、施工条件苛刻的缺点。

防腐措施三

涂层与镀层

涂层与镀层是当今世界上应用最广泛最有效的防腐措施，在油气田防腐中更为普及。

河南油田在产能及配套建设项目管理、设备、容器的内外防腐工程中研制了HY2007 涂料，该涂料具有技术指标优异、固化速度快、毒性低、成本低等优点，使用价值优于环氧类涂料。

并配合HA型共聚物底胶、低压聚乙烯制造了共聚物底胶聚乙烯三层PE防腐结构。

胜利油田纯梁采油厂采用HT515涂料，应用钢管内壁挤涂法防腐工艺， 通过除锈、刷底漆、清管、挤涂、通风、最终挤涂完成等工序求。

胜利油田油建公司采用橡胶硫化技术，对埋地钢管进行外腐蚀防护。

该技术具有绝缘和耐介质腐蚀性好的特点，橡胶防腐层检漏电压高达10kV，耐盐水浸泡，特别适合土壤含盐量高的油田地区使用。

电化学保护法

电化学保护法一般分为外加电流阴极保护法和牺牲阳极保护法2种。

孤东油田随着注聚合物驱采出液中聚合物的含量增加，光杆腐蚀问题日趋严重，经现场调研，采用牺牲阳极保护法镀锌防止光杆腐蚀，效果十分明显。

光杆通过热镀锌处理可以有效地将钢基体与含聚合物采出液分离，避免钢基体腐蚀损坏，当锌层局部破损后，附近的锌层能对裸露的钢基体起到牺牲阳极的阴极保护作用，避免了钢基体的局部腐蚀。

改进工艺

渤南油田采用抽油杆扶正器、连续抽油杆及产出介质中加缓蚀剂技术，对抽油井进行偏磨防腐。

在抽油井偏磨严重井段，合理采用碳纤维新型材料，有效地避免了抽油杆对油管的偏磨，即节省杆、管材料费用， 又克服了以往易断脱现象，还延长了油井的生产周期。

文留油田抽油井偏磨严重，经过现场研究分析，推广使用尼龙扶正器、旋转节箍式扶正器、旋转井口、防腐节箍式扶正器、牺牲阳极油短节、油管锚定和防腐抽油杆等一系列针对性措施，有效地减缓了偏磨腐蚀对抽油井的破坏，延长了检泵周期，并创造性地实现了一井多技术搭配运用，成效显著。

化学药剂

油气田使用的化学药剂一般是缓蚀剂、杀菌剂、除硫剂、除氧剂和PH值调节剂等。

西南油气田分公司自行开发研制的GP21型缓蚀剂对抑制H2S、CO2腐蚀的能力得到进一步提高，而且其油溶性、稳定性、存储性好，已应用于多个内腐蚀较严重的管段，良好效果。

中原油田集输管线腐蚀以垢下腐蚀为主，CO2、Cl -、S2 -和SRB、TGB 是引起集输管道腐蚀的介质因素，Cl - 对垢下腐蚀起着催化和促进作用，腐蚀因素复杂。

对此，中原油田采用在集输管道的上游建加药站，端点加药和连续投加缓蚀剂杀菌剂技术。

加药后介质中的总铁含量平均减少66%，H2S含量平均减少62%，杀菌率达95%以上，缓蚀率达75%以上，管线穿孔数量明显降低，平均下降62%，取得了较好的防腐效果。

控制杂散电流

随着直流电气化铁路地发展，各油气田加强了其产生的杂散电流对埋地金属管道腐蚀的研究。

据东北输油管理局统计，东北地区的长输油管道的腐蚀穿孔事故有80%是由杂散电流引起的。

目前一般采用开展杂散电流干扰腐蚀综合治理、排流保护、管道均压、加强日常维护等防护措施，对重点地段管道腐蚀进行风险评估，以确保油气管道安全运行。

4 检测体系

采用的检测体系通常包括以下几个方面：

1试片重量损失检测；

2超声波检测，用于高于地面的管线、有效点、或低点检测管壁厚度；

3用放射源 钴60、铯137检测井口阀门，节流阀等。

必要时采用伽玛射线检测评价腐蚀量。

应用“透度计” penetrometer区别各腐蚀区域的几何形状和分布。

4整个集输系统由设置的安全阀分为若干段，若发生事故可分段隔离。

集输系统设置一百多个检测点，用伽玛 γ射线系统检测管壁厚度。

集气系统腐蚀监测

1管线监测清管调查。

设置linalog装置，对管线内、外做非破坏性检测最为有效。

腐蚀区域位置的确定，缓蚀剂效果及腐蚀恶化等参数均能通过对一年的检测进行分析和比较，作出推断。

2超声波和X 射线检测是在一年中对井位，管孔连结体，及压缩机站的地面设备进行检测。

每年的检测结果与在此之前多年的结果比较分析，以此确定腐蚀区域。

它也可与清管器配合，用作管线检测，以确定腐蚀类型和深度。

3井生产试验年度数据用于各临界参数，如生产中水的氯化物浓度、烃与水的比例、液体和气体流速、H2S和CO2的百分比。

这些参数用于对集气系统腐蚀的评价，对现场管道，设备部件作失效原因分析。

4腐蚀产物锈层的检测采用X射线照射或 和电子显微扫描技术，同时完成失效分析。

5建立计算机数据库和程序。

Shell 加拿大酸气集输系统可概括由几种特征参数进行说明，并进入数据库。

缓蚀程序、清管程序及检测结果也输入数据库。

程序可对关键数字进行验证，或对各种腐蚀机理中的相关参数进行校验。

对参数作出认定后，可选定最优化的缓蚀和清管程序。

Grizzly valley 集气系统腐蚀监测

1系统腐蚀监测主要采用氢探针、腐蚀试样、目测检测等方式。

对初期出现的应力腐蚀开裂采用氢探针和腐蚀试样组合评价方式，评价点设置于清管器排放弯管连通管线接受器末端。

腐蚀试验主要是测定腐蚀速率，是否出现坑蚀等。

2关井期间，采用预涂层处理，并用纯净气体充满集气管道。

3如水的露点超过-12℃ 10°F控制值，停止气体供应。

集输系统腐蚀监测

集气系统设置14个腐蚀试样；在装置入口采用了3个氢探针；对5个关键性加热器弯管接头进行超声波检测。

第一年检测结果表明无严重腐蚀发生。

后对集气管线低位部分电位进行检测，发现部分位置有积液开始显示。

利用对装置入口的铁含量分析来确定腐蚀程度。

管道实际壁厚数据由超声波和X射线检测确定。

Eastcrossfield D-1 集气系统腐蚀控制是成功的，防腐蚀工艺技术主要是：一是选用适当的管材；二是采用适当的安装；三是应用适当的缓蚀剂作连续缓蚀处理；四是采用适当的设备检测和检测方法、程序。

本文为2012年初，欲与江苏油田回首合作整理资料，未果。

故而至今，来去匆匆，物非人是；访友为主，只叙旧情。